Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 1 do PMO de Fevereiro Semana Operativa de 08/02 a 14/02/2014

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1 Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação Revisão 1 do PMO de Fevereiro Semana Operativa de 8/2 a 14/2/ APRESENTAÇÃO Desde a segunda quinzena do mês de dezembro há a atuação de uma massa de ar seco e quente nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, impedindo o avanço de frentes frias por essas regiões ocasionando uma estiagem prolongada e temperaturas elevadas. Essa situação de bloqueio só foi interrompida no período de 16 a 18 de janeiro, quando uma frente fria avançou pela região Sudeste e ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Grande, São Francisco e Paranaíba. Para a semana de 1 a 7 de fevereiro, a situação de bloqueio permaneceu nessas regiões, tendo como consequência a permanência da estiagem nas bacias hidrográficas dessas regiões. Na semana de 8 a 14 de fevereiro, a previsão é de que ocorra chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Nas demais bacias hidrográficas de interesse do SIN predomina a estiagem. Com relação às afluências médias mensais cabe destacar que no subsistema SE/CO verificou-se em janeiro/214 a 2ª pior afluência média mensal de todos os meses de janeiro do histórico de 1931 a 213 e que, pela previsão desta Revisão, no mês de fevereiro esta posição será mantida. A afluência à bacia do rio Grande apresentou no mês de janeiro/214 o menor valor do histórico, prevendo-se para fevereiro a manutenção desta posição. Na bacia do rio Paranaíba, o mês de janeiro de 214, representou a 2ª menor afluência do histórico e a previsão para fevereiro de 214 indica a ocorrência da terceira menor. Na bacia do rio Tietê, a previsão de afluência para o mês de fevereiro indica a menor afluência do histórico. Prevê-se que o subsistema Nordeste apresente a menor afluência média mensal de todos os meses de fevereiro do histórico. No dia 6/2/214 foi registrado recorde de demanda instantânea no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, onde a demanda máxima instantânea atingiu MW às 15h47m. Na elaboração deste PMO, a previsão de vazões foi o parâmetro de maior impacto na variação do Custo Marginal de Operação CMO. O CMO médio semanal passou de R$ 1.65,74/MWh para R$ 1.691,39/MWh nas regiões SE/CO e Sul, de R$ 863,47/MWh para R$ 736,59/MWh na região Nordeste e de R$ 863,47/MWh para R$ 25,95/MWh na região Norte. 2. NOTÍCIAS Em 27 e 28/2/214: reunião de elaboração do PMO Março de 214 no prédio sede da CEDAE Companhia Estadual de Águas e Esgoto do RJ na Av. Presidente Vargas, Cidade Nova. 3. INFORMAÇÕES CONJUNTURAIS PARA ELABORAÇÃO DO PMO 3.1. Condições Hidrometeorológicas As previsões de afluências são determinantes para a definição das políticas de operação e dos custos marginais. Assim, faz-se necessário o pleno entendimento dos conceitos associados aos modelos de previsão, notadamente para a primeira semana operativa, na qual há uma significativa presença dos modelos chuva/vazão. Neste contexto, constitui-se em um instrumento de fundamental importância a análise das condições climáticas, notadamente visando a identificação de fenômenos climáticos como o El Niño e La Niña, os quais podem ter efeito sobre a intensidade do período chuvoso e a variabilidade natural da precipitação. Assim, é de fundamental importância a análises de clima e tempo no contexto do SIN. 1

2 Condições Antecedentes Na semana de 1 e 7 de fevereiro um sistema de alta pressão permaneceu atuando nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, impedindo o avanço das frentes frias pelo país tendo como consequência a permanência da estiagem nas bacias hidrográficas dessas regiões. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca em pontos isolados (Figura 1) Revisão das previsões Fevereiro/214 Para a semana de 8 a 14 de fevereiro a previsão é de que uma frente fria avance pelo Rio Grande do Sul no fim da semana e ocasione chuva fraca em pontos isolados das bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Nas demais bacias hidrográficas de interesse do SIN predomina a estiagem (Figura 2). Cabe ressaltar que nas bacias dos rios Paranapanema, São Francisco, Iguaçu e Uruguai e parte das bacias dos rios Grande, Paranaíba e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana. 2 Figura 1 - Precipitação observada (mm) no período de 1 a 7/2/214 A tabela a seguir apresenta a ENA semanal verificada na semana de 25 a 31/1/214 e a estimada para a semana de 1 a 7/2/214 nos Subsistemas do SIN. Tabela 1 ENAs passadas consideradas na REV1 do PMO de Fevereiro/214 Rev.1 do PMO de Fevereiro/214 - ENAs Subsistema 25/1 a 31/1/214 1/2 a 7/2/214 MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N Figura 2- Precipitação prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 8 a 14/2/214 Em comparação com as afluências da semana anterior, prevê-se para a semana operativa de 8 a 14/2/214, queda das afluências em todos os subsistemas do SIN à exceção do subsistema Norte. A revisão das previsões para o mês de fevereiro indicam queda significativa das afluências aos subsistemas Sudeste, Sul e Nordeste; a previsão de energia afluente ao subsistema Norte durante o mês de fevereiro permanece no mesmo patamar previsto no PMO. A Tabela 2 apresenta os resultados da previsão de ENAs para a próxima semana e a revisão da previsão para fechamento do mês de Fevereiro.

3 ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) ENA (MWmed) Tabela 2 Previsão de ENA na REV1 do PMO de Fevereiro/214 Revisão 1 do PMO de Fevereiro/214 - ENAs previstas Subsistema 8/2 a 14/2/214 Mês de Fevereiro MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N As figuras a seguir ilustram as ENAs previstas para o PMO de Fevereiro/ REGIÃO SUDESTE - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV REGIÃO NORDESTE - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada Figura 5 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/ /1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/ REGIÃO NORTE - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada 6. ENA semanal prevista no PMO 4/1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/3 4. ENA semanal prevista ENA semanal estimada 2. ENA semanal verificada Figura 3 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste - PMO de Fevereiro/ REGIÃO SUL - ENAs - FEVEREIRO/214 - RV /1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/3 Figura 6 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/ Cenários gerados na Revisão 1 do PMO de Fevereiro/ Figura 4 - Evolução das Energias Naturais Afluentes no Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/ /1-1/1 11/1-17/1 18/1-24/1 25/1-31/1 1/2-7/2 8/2-14/2 15/2-21/2 22/2-28/2 1/3-7/ ENA semanal prevista no PMO ENA semanal prevista ENA semanal estimada ENA semanal verificada As figuras a seguir apresentam as características dos cenários gerados na Revisão 1 do PMO de Fevereiro/214 para acoplamento com a FCF do mês de Março/214. São mostradas, para os quatro subsistemas, as amplitudes e as Funções de Distribuição Acumulada dos cenários de ENA.

4 Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada Probabilidade acumulada 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% SUBSISTEMA SUDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUL - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/214 % % 5% 1% 15% 2% 25% PMO RV1 Figura 7 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sudeste, em %MLT, na Rev1 do PMO de Fevereiro Figura 1 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sul na Rev1 do PMO de Fevereiro 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA SUDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/214 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% PMO Figura 8 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Sudeste na Rev1 do PMO de Fevereiro RV1 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% SUBSISTEMA NORDESTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 Figura 11 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Nordeste, em %MLT, na Rev1 do PMO de Fevereiro 4 25% 2% 15% 1% 5% SUBSISTEMA SUL - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA NORDESTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/214 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% PMO RV1 Figura 9 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Sul, em %MLT, na Rev1 do PMO de Fevereiro Figura 12 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Nordeste na Rev1 do PMO de Fevereiro

5 Probabilidade acumulada 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% SUBSISTEMA NORTE - AMPLITUDE DOS CENÁRIOS DE ENAs GERADOS PARA O PMO FEV/214 % Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE(MAR) REVISÃO REVISÃO 1 Figura 13 - Amplitude dos Cenários de ENA para o Subsistema Norte, em %MLT, na Rev1 do PMO de Fevereiro passadas para cada subsistema e 24 associadas ao despacho térmico antecipado. Em função da ordem do modelo gerador de cenários, nem todas as afluências possuem coeficientes significativos em todos os meses. No mês de acoplamento, Março/214, a ordem das ENAs passadas significativas para a formação da FCF para cada um dos subsistemas foram: SE/CO-2, S-3, NE-2, e N-1. Nas figuras a seguir estão plotados os valores de CMO x ENA, do mês anterior, e de CMO x EAR, para cada subsistema, dos 143 cenários gerados para o acoplamento com a FCF do NEWAVE ao final do mês de Março/214 no PMO de Fevereiro/214. 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% SUBSISTEMA NORTE - FUNÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO ACUMULADA DE ENAs GERADAS PARA MAR/214 % % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% PMO Figura 14 - Função de Distribuição Acumulada dos Cenários para o Subsistema Norte na Rev1 do PMO de Fevereiro RV1 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, REV.1 DO PMO DE Fevereiro/214 CENÁRIOS - SUBSISTEMA SUDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 15 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março Subsistema SE/CO PMO de Fevereiro/214 5 Os valores da MLT (Média de Longo Termo) das energias naturais afluentes para os meses de Fevereiro e Março são apresentados na tabela a seguir. Tabela 3 MLT da ENA nos meses de Fevereiro e Março 3, 25, 2, REV.1 DO PMO DE Fevereiro/214 CENÁRIOS - SUBSISTEMA SUL: CMO x ENA e CMO x EAR MLT das ENAs (MWmed) Subsistema Fevereiro SE/CO S NE N Março , 1, 5,, % 5% 1% 15% 2% 25% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 16 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março Subsistema Sul - PMO de Fevereiro/ Análise dos resultados no acoplamento com a FCF A otimização do Planejamento da Operação tem por função objetivo minimizar o Valor Esperado do Custo Total de Operação do Sistema no período de planejamento. A FCF indica a estratégia operativa ótima, a cada mês, em função de até 52 variáveis de estado do sistema: - Energias Armazenadas e 6 Energias Afluentes

6 8, REV.1 DO PMO DE Fevereiro/214 CENÁRIOS - SUBSISTEMA NORDESTE: CMO x ENA e CMO x EAR de descolamento entre os CMOs dos subsistemas Sul/Sudeste, Nordeste e Norte. 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Figura 17 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março Subsistema Nordeste - PMO de Fevereiro/214 4, 35, 3, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) REV.1 DO PMO DE Fevereiro/214 CENÁRIOS - SUBSISTEMA NORTE: CMO x ENA e CMO x EAR 3.4. Limites de Intercâmbio entre Subsistemas Os limites elétricos de intercâmbio de energia entre subsistemas são de fundamental importância para o processo de otimização energética, sendo determinantes para a definição das políticas de operação e do CMO para cada subsistema. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão, notadamente na 1ª Semana Operativa. O diagrama a seguir ilustra os fluxos notáveis do SIN e os limites destes utilizados na Revisão 1 do PMO de Fevereiro. 25, 2, 15, 1, 5,, % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 14% 16% 18% ENA (%MLT) EAR (%EARmax) Figura 18 - Relações CMO x ENA e CMO x EAR ao final de Março Subsistema Norte - PMO de Fevereiro/214 A figura a seguir apresenta um gráfico de dispersão correlacionando os custos marginais de operação dos cenários no final do mês de Março/214 do subsistema SE/CO com o CMO dos demais subsistemas para o PMO de Fevereiro/ Comparação entre CMOs dos Cenários gerados na Revisão 1 do PMO do mês de Fevereiro para acoplamento em Março/ CMO - SUL CMO - NORDESTE CMO - NORTE CMO - SUDESTE (R$/MWh) Figura 19 - Relações entre o CMO dos Subsistemas ao final de Março/214 A análise dos gráficos acima mostra que, em função dos cenários de afluências gerados, há grande probabilidade

7 Tabela 4 - Limites de intercâmbio de energia considerados na Revisão 1 do PMO de Fevereiro/14 Fluxo RNE FNS FSENE+FMCCO FNE EXPORT. NE FMCCO FCOMC FSENE FSM RSE FORNEC. SUL RECEB. SUL ITAIPU 5 Hz ITAIPU 6 Hz LIMITES DE INTERCÂMBIO (MWmed) Patamar 8/2 a 14/2/214 Demais Semanas Pesada Média (A) 4.21 Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve 1.56 (B) 1.1 Pesada Média Leve Pesada Média (C) Leve Pesada Média Leve Pesada Média Leve Pesada Média (C) Leve Pesada Média (C) Leve (A) DJ 5 kv S.JOAO PIAUI L4 / LT 5 kv US. L.GONZAGA/U.SOBRADINHO C-2 / CR 5 kv 374 Mvar S.JOAO PIAUI BC3 / LT 5 kv TERESINA II /P.DUTRA C-1 / SB 5 kv US. L.GONZAGA B1 / DJ 5 kv S.JOAO PIAUI C2; (B) LT 5 kv Olindina / Camaçari II 5L5; (C) C1 Ivaiporã / Itaberá / Barra B 765 kv T. Preto + AT5 765/345 / Barra A 765 kv Itaberá Previsões de Carga No subsistema NE, o crescimento previsto de 4,2% é explicado, principalmente, pelo comportamento da carga demandada pelas classes residencial e comercial, reflexo da incorporação de aparelhos elétricos para refrigeração às residências e ao comércio, influenciado pelo aumento da renda familiar. No subsistema Norte, a elevada taxa de crescimento prevista de 28,6% decorre, principalmente, da interligação de Manaus. Retirando o efeito dessa interligação no subsistema, a carga prevista para fevereiro/14 apresenta um acréscimo de 5,3% em relação ao mesmo mês do ano anterior, explicado pelo aumento de carga das distribuidoras e entrada de um consumidor industrial do setor de celulose na Rede Básica. Nos subsistemas SE/CO e Sul, os acréscimos previstos de 13,6% e 24,2%, respectivamente, devem-se ao intenso uso de aparelhos de refrigeração em decorrência das elevadas temperaturas registradas na primeira semana do mês em curso, e da sinalização meteorológica de manutenção desse comportamento para o restante do período em análise. Também, o maior nº de dias úteis em relação a fevereiro/13, contribuiu para as taxas de crescimento de carga de todos os subsistemas. No dia 5/2/214 ocorreram recordes de demanda instantânea, nos subsistemas Sul e Sudeste/ C. Oeste, onde as demandas máximas instantâneas atingiram, respectivamente, MW às 14h3min e MW às 15h41min. Tabela 5- Previsão da evolução da carga para a Revisão 1 do PMO de Fevereiro/214 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem fev/14 fev/14->fev/13 SE/ CO ,6% SUL ,2% NE ,2% NORTE ,6% SIN ,% 7

8 MW 3.6. Potência Hidráulica Total Disponível no SIN O gráfico a seguir mostra a disponibilidade hidráulica total do SIN, para o mês de fevereiro, de acordo com o cronograma de manutenção informado pelos agentes para a Revisão 1 do PMO de Fevereiro. 4. PRINCIPAIS RESULTADOS 4.1. Políticas de Intercâmbio A figura a seguir apresenta a política de operação determinada pelo modelo DECOMP para a semana operativa de 8/2/214 a 14/2/ Potência Instalada Disponibilidade Hidráulica Sem 1 Sem 2 Sem Armazenamentos Iniciais por Subsistema Tabela 6 - Armazenamentos iniciais, por subsistema, considerados no PMO Fevereiro/214 e na sua primeira revisão Armazenamento (%EARmáx) - : h do dia 8/2/214 Subsistema Nível previsto na Revisão do PMO fev/214 Partida informada pelos Agentes para a Revisão 1 do PMO fev/214 SE/CO 4,5 38,9 S 57,4 51,6 NE 43,3 42,9 N 65,9 67,2 A primeira coluna da tabela acima corresponde ao armazenamento previsto no PMO de Fevereiro, para a : h do dia 8/2/214. A segunda coluna apresenta os armazenamentos obtidos a partir dos níveis de partida informados pelos Agentes de Geração para seus aproveitamentos com reservatórios. Figura 2 - Políticas de Intercâmbio para a próxima semana Região Sul Intercâmbio dimensionado em função das condições hidroenergéticas da região; Região NE Importadora de energia em função das condições hidroenergéticas desfavoráveis na região; Região Norte Exportadora de energia para as regiões Nordeste e SE/CO; Região SE/CO Importadora dos excedentes energéticos da região Norte Custos Marginais de Operação CMO A figura a seguir apresenta os Custos Marginais de Operação, em valores médios semanais, para as semanas operativas que compõem o mês de Fevereiro. 8

9 EAR (%EARmax) MWmed R$/MWh Sem1 Sem2 Sem3 Sem4 Sudeste 165, , , ,33 Sul 165, , , ,33 Nordeste 836,47 736,59 698,66 667,3 Norte 836,47 25,95 157,53 152,99 Tabela 8 Energia Armazenável Máxima por subsistema ENERGIA ARMAZENÁVEL MÁXIMA (MWmed) Subsistema Fevereiro Março SE/CO S NE N Figura 21 - CMO do mês de Fevereiro em valores médios semanais Na tabela a seguir, estão apresentados os CMO, por patamar de carga, para a semana operativa de 8/2/214 a 14/2/214. Tabela 7- CMO por patamar de carga para a próxima semana Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 1697,4 1697,4 742,73 612,71 Média 1697,4 1697,4 742,73 16,61 Leve 1681,5 1681,5 725,82 152,8 Média Semanal 1691, ,39 736,59 25, Energias Armazenadas O processo de otimização realizado pelo programa DECOMP, indicou os armazenamentos que são mostrados na figura a seguir para as semanas operativas do mês de Fevereiro/214. 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, ENERGIAS ARMAZENADAS DA REV.1 DO PMO - Fevereiro/214, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR] SUDESTE 4,1 39, 37,2 36,2 36,2 39,7 SUL 56,7 52, 47, 43,5 4,7 33, NORDESTE 42,7 43, 42,6 42, 41,6 43,1 NORTE 61,8 67, 73,4 79,7 79,7 84,2 Figura 22 - Energias Armazenadas nas semanas operativas do mês de Fevereiro/214 Os armazenamentos da figura acima estão expressos em % da Energia Armazenável Máxima de cada subsistema, cujos valores são mostrados na tabela a seguir Geração Térmica O gráfico a seguir apresenta, para cada subsistema do SIN, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 8/2/214 a 14/2/214. Figura 23 - Geração térmica para a 2ª semana operativa do mês Fevereiro/ SE/CO SUL NE NORTE SIN GARANTIA ENERGÉTICA RESTRIÇÃO ELÉTRICA INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO Despacho Térmico por ordem de mérito de custo: Região Sudeste/C.Oeste: Angra 2, Angra 1, Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, St. Cruz Nova², Atlântico, L. C. Prestes, G. L. Brizola, Cocal¹, Pie-Rp¹, Juiz de Fora, W. Arjona, Luiz O. R. Melo², B. L. Sobrinho, Euzébio Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34¹, F. Gasparian, M. Lago, Cuiaba¹, Pirat.12 O¹, R. Silveira¹, Termonorte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia, Goiânia 2, Carioba¹, UTE Brasil¹ e Xavantes; Região Sul: Candiota 3, P. Médici A¹, P. Médici B, J. Lacerda C, B e A2, Charqueada, Madeira, J. Lacerda A1, S. Jerônimo¹, Figueira¹, S. Tiaraju, Araucária, Uruguaiana¹, Alegrete¹ e Nutepa¹; Região Nordeste: Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém 1, P. Pecém 2, C. Furtado¹, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaiba, Campina Grande, Suape II, Global I, Global II, Altos, Aracati, 9

10 EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) EAR ou ENA (%) Baturite, C. Maior, Caucaia, Crato, Iguatu, Juazeiro N, Marambaia, Nazaria, Pecém, Camaçari Gás³ e Bahia 1; Região Norte: Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V, Maranhão IV, N. Venécia 2³, Aparecida 4, Mauá B3 4, Mauá B4 4, Mauá B5B 4, Distrito A 4, Geramar 1 4 e Geramar 2 4. ¹ Consideradas indisponíveis conforme legislação vigente ou informação do Agente. ² Despacho comandado antecipadamente conforme metodologia vigente de despacho GNL. ³ Despacho somente nos patamares de carga pesada e média. 4 Despacho somente no patamar de carga pesada. Adicionalmente, foi indicado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs St. Cruz Nova e Luiz O. R. Melo para a semana operativa de 12/4/214 a 18/4/214. No anexo 1 está descrito o despacho de geração térmica por usina previsto no PMO e Revisões, especificando, por patamar de carga, os valores e a razão do despacho. Ressalta-se que os valores de despacho são baseados nas declarações dos Agentes, podendo ser alterados durante as etapas de Programação Diária da Operação e Operação em Tempo Real Estimativa de Encargos Os valores na tabela a seguir representam a estimativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 8/2/214 a 14/2/214, sendo calculada pelo produto da geração térmica prevista e a diferença entre o CVU e o CMO. UTE CVU (R$/MWh) Carga Pesada Geração (MWmed) Carga Média 4.6. Resumo dos resultados do PMO Carga Leve ESS ELÉTRICO CAMACARI G R$ 732,99 19 R$ 8.31,3 CAMACAR_MI R$ 844,26 22 R$ ,48 CAMACAR_PI R$ 844,26 21 R$ ,64 POTIGUAR_3 R$ 1.21, R$ ,35 POTIGUAR R$ 1.21, R$ ,12 TOTAL NE R$ ,62 As figuras a seguir mostram um resumo dos resultados do PMO para as semanas do mês Fevereiro/214 e os valores esperados para o mês de Março/214, relacionando Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e Custo Marginal de Operação (CMO) nos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). REVISÃO 1 DO PMO - SE/CO - Fevereiro/214 8, 18, 7, 16, 6, 14, 5, 12, 1, 4, 8, 3, 6, 2, 4, 1, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR], 1.65, , , , ,53 EAR(%EARmax) 4,1 39, 37,2 36,2 36,2 39,7 ENA(%mlt) 36, 33,3 43,3 58,4 69,2 Figura 24 - Resumo do PMO para o Subsistema Sudeste REVISÃO 1 DO PMO - S - Fevereiro/214 8, 18, 7, 16, 6, 14, 5, 12, 1, 4, 8, 3, 6, 2, 4, 1, 2,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR], 1.65, , , , ,53 EAR(%EARmax) 56,7 52, 47, 43,5 4,7 33, ENA(%mlt) 56, 46,4 55,8 59,2 67,5 Figura 25 - Resumo do PMO para o Subsistema Sul REVISÃO 1 DO PMO - NE - Fevereiro/214 5, 9, 45, 8, 4, 7, 35, 6, 3, 5, 25, 2, 4, 15, 3, 1, 2, 5, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR], 836,47 736,59 698,66 667,3 534,42 EAR(%EARmax) 42,7 43, 42,6 42, 41,6 43,1 ENA(%mlt) 39, 29,4 22,4 22,3 37,7 Figura 26 - Resumo do PMO para o Subsistema Nordeste REVISÃO 1 DO PMO - N - Fevereiro/214 12, 9, 8, 1, 7, 8, 6, 5, 6, 4, 4, 3, 2, 2, 1,, Inic Sem_1 Sem_2 Sem_3 Sem_4 VE[MAR], 836,47 25,95 157,53 152,99 153,2 EAR(%EARmax) 61,8 67, 73,4 79,7 79,7 84,2 ENA(%mlt) 87, 94,7 1,9 16,9 1, Figura 27 - Resumo do PMO para o Subsistema Norte 1

11 5. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DOS CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO A análise da variação semanal dos custos marginais de operação, em função da atualização dos dados de planejamento desta revisão do PMO de Fevereiro de 214, foi realizada a partir de cinco estudos. O caso inicial foi construído com base nos dados do PMO, excluindo a semana operativa de 1/2/214 a 7/2/214. Nos estudos seguintes foram atualizados os seguintes blocos de dados: previsão de carga, nível de partida dos reservatórios, previsão de vazões e limites nos fluxos de intercâmbios de energia entre os subsistemas. Os valores dos CMO publicados nos resultados de cada estudo estão reproduzidos, graficamente, a seguir. CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 1/2/214 a 7/2/214 SE/CO e Sul , ,7 1691,39 129,63 165,74 166, ,19 1, 95,45 128,44 474,48 -,41 Sem.1 Sem.2 Carga Armaz. Iniciais CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 8/2/214 a 14/2/214 Vazões Desligam. (1º Est.) -73,31 Demais Atualiz. CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 1/2/214 a 7/2/ ,47-711,24 Norte - -2, -2,25, -,4 85,1 125,23 123,23 12,98 12,98 12,94 25,95 Sem.1 Sem.2 Carga Armaz. Iniciais CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 8/2/214 a 14/2/214 Vazões Desligam. (1º Est.) Figura 3 - Análise da variação do CMO no subsistema N Demais Atualiz. A vazão natural afluente foi o parâmetro cuja atualização significou um maior impacto na variação do CMO. A máxima exploração do limite de transferências dos subsistemas NE e N para a região SE/CO, em todos os patamares de carga, resultou no desacoplamento dos valores de custos marginais de operação entre estas regiões. Ressalta-se que os valores de CMO obtidos nos resultados destes casos são consequência da atualização parcial dos seus dados conforme detalhamento anterior. 11 Figura 28 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 1ª semana operativa 1/2/214 a 7/2/ ,47 699,4 699,66 685,63 728,74 728,74 736,59-137,7 Nordeste - Sem.1 Sem.2 Carga Armaz. Iniciais CMO Médio Semanal 2ª semana operativa 8/2/214 a 14/2/214,26-14,3 43,11, 7,85 Vazões Desligam. (1º Est.) Figura 29 - Análise da variação do CMO no subsistema NE Demais Atualiz. 6. EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS Observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO contemplam a aplicação da metodologia vigente, que conduziu ao atingimento de Custos Marginais superiores ao 1º patamar de déficit determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da ANEEL. Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido, o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico. Assim sendo, a operação do SIN será realizada considerando o pleno atendimento aos requisitos de carga. Neste contexto, os níveis de armazenamento esperados ao final das semanas operativas de 2 a 4 do PMO de Fevereiro/214 são apresentados na tabela a seguir:

12 R$/MWh R$/MWh R$/MWh Tabela 9 - Evolução dos Armazenamentos Fevereiro/ SENSIBILIDADE Armazenamento (%EARmax) - 24 hs Verificado Partida Previsão Subsistema 31-jan 7-fev 14-fev 21-fev 28-fev SE/CO 4,2 38,9 37, 35,8 35,6 S 57,5 51,6 45,5 4,9 36,8 NE 42,6 42,9 42,6 42, 41,6 N 6,9 67,2 73,4 79,7 79,7 A partir da consideração da ocorrência do valor esperado da previsão de vazões para a 2ª semana operativa de Fevereiro, foram feitos estudos de sensibilidade para os CMO, considerando os cenários de limite inferior, valor esperado e limite superior da previsão de vazões para as demais semanas operativas do mês de Fevereiro. A tabela a seguir mostra a ENA média mensal de Fevereiro com a consideração da ocorrência dos cenários de sensibilidade a partir da próxima semana operativa. 8. CONSIDERAÇÕES FINAIS As apresentações feitas durante a reunião do PMO estão disponíveis no site do ONS ( Para esclarecimentos adicionais, se necessário, através do contato da Gerência de Programação Energética GPD1, pelos tels: (21) / 937 e pelo As contribuições referentes ao Relatório do Programa Mensal de Operação poderão ser encaminhadas para o Tabela 1 - ENAs consideradas nos cenários de sensibilidade ENA MENSAL SE/CO S MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT LS % % % % VE % % % % LI % % % % A seguir estão esquematizados os valores de CMO obtidos nos resultados dos estudos. NE N Regiões SE/CO e Sul 1.691, , , VE LI LS 1.338,52 8/2 a 14/2/214 CASOS DE SENSIBILIDADE Região NE 736,59 VE LI LS 716,72 668,47 667,96 8/2 a 14/2/214 CASOS DE SENSIBILIDADE Região Norte 25,95 VE LI LS 182,17 157,53 152,99 8/2 a 14/2/214 CASOS DE SENSIBILIDADE Figura 31 dos cenários de sensibilidade

13 Anexo I DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE E PATAMAR DE CARGA E POR USINA GERACÃO TÉRMICA PMO FEVEREIRO (MWmed) - SEMANA 8/2/214 a 14/2/214 REGIÃO SE/CO CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TÉRMICAS (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA,1 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, SOL,1 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, ANGRA 2 19,59 135, 135, 135,,,, 135, 135, 135, 135, 135, 135, ANGRA 1 23,29 64, 64, 64,,,, 64, 64, 64, 64, 64, 64, NORTEFLU 1 37,8 4, 4, 4,,,, 4, 4, 4, 4, 4, 4, NORTEFLU 2 58,89 1, 1, 1,,,, 1, 1, 1, 1, 1, 1, NORTEFLU 3 12,84 2, 2, 2,,,, 2, 2, 2, 2, 2, 2, ATLANTICO 134,26 235,2 235,2 235,2,,, 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 235,2 LC.PRESTES 141,99 263, 263, 263, 263, 263, 263, 263, 263, 263, ST.CRUZ NO 165,35 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, L.BRIZOLA 166,1 65, 65, 65, 675, 675, 675, 74, 74, 74, 74, 74, 74, COCAL 167,82,,, PIE-RP 177,58,,, JUIZ DE FO 188,54 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 84,7 W.ARJONA 197,85 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, BLSOBRINHO 218,69 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, 35, EUZEBIO.RO 232,58 35, 35, 35, 174,1 174,1 174,1 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1 29,1 LUIZORMELO 253,59 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, 24, AUR.CHAVES 259,87 222, 222, 222, 222, 222, 222, 222, 222, 222, NORTEFLU 4 287,43 1, 1, 1, 11, 11, 11, 12, 12, 12, 12, 12, 12, ST.CRUZ 34 31,41,,, FGASPARIAN 32,92 43, 43, 43, 43, 43, 43, 43, 43, 43, M.LAGO 385,4 88, 88, 88, 88, 88, 88, 88, 88, 88, CUIABA CC 463,79,,, PIRAT.12 O 47,34,,, R.SILVEIRA 523,35,,, TNORTE 2 551,9 221,4 221,4 221,4 221,4 221,4 221,4 221,4 221,4 221,4 VIANA 612,72 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 174,6 IGARAPE 645,3 12, 12, 12, 12, 12, 12, 12, 12, 12, PALMEIR_GO 777,36 14, 14, 14, 14, 14, 14, 14, 14, 14, DAIA 789,64 19, 19, 19, 19, 19, 19, 19, 19, 19, GOIANIA 2 859,44 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, 9, CARIOBA 937,,,, UTE BRASIL 147,38,,, XAVANTES 1144,9 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7 TOTAL SE/CO 3185,2 3185,2 3185,2 4711,5 4711,5 4711,5 7896,7 7896,7 7896,7,,, 7896,7 7896,7 7896,7 REGIÃO SUL CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TÉRMICAS (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L CANDIOTA_3 6,26 35, 35, 35,,,, 35, 35, 35, 35, 35, 35, P.MEDICI A 115,9,,, P.MEDICI B 115,9 1, 1, 1,,,, 1, 1, 1, 1, 1, 1, J.LACER. C 138,13 335, 335, 335,,,, 335, 335, 335, 335, 335, 335, J.LACER. B 167,48 24, 24, 24,,,, 24, 24, 24, 24, 24, 24, J.LAC. A2 168, 12, 12, 12,,,, 12, 12, 12, 12, 12, 12, CHARQUEADA 18,65 9, 9, 9, 45, 45, 45, 54, 54, 54, 54, 54, 54, MADEIRA 215,54 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 J.LAC. A1 222,6 7, 7, 7,,,, 7, 7, 7, 7, 7, 7, S.JERONIMO 248,31,,, FIGUEIRA 373,45,,, S.TIARAJU 674,64 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 159,4 ARAUCARIA 686,27 48, 48, 48, 48, 48, 48, 48, 48, 48, URUGUAIANA 719,99,,, ALEGRETE 724,87,,, NUTEPA 78,,,, TOTAL SUL 1224, 1224, 1224, 686, 686, 686, 191, 191, 191,,,, 191, 191, 191, REGIÃO NORDESTE CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. GARANTIA ENERGÉTICA RAZÃO ELÉTRICA TOTAL UTE TÉRMICAS (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE 7,16 348,8 348,8 348,8 131,2 131,2 131,2 48, 48, 48, 48, 48, 48, FORTALEZA 111,28 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 P.PECEM1 117,56 6, 6, 6, 6, 6, 6, 6, 6, 6, P.PECEM2 125,16 365, 365, 365, 365, 365, 365, 365, 365, 365, C.FURTADO 25,25,,, TERMOCEARA 236,33 21, 21, 21, 21, 21, 21, 21, 21, 21, R.ALMEIDA 258,85 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, JS_PEREIRA 287,83 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 PERNAMBU_3 453,11 187,3 187,3 187,3 187,3 187,3 187,3 187,3 187,3 187,3 MARACANAU 595,47 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, 11, TERMOCABO 65,22 33, 33, 33, 33, 33, 33, 33, 33, 33, TERMONE 67,83 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, TERMOPB 67,83 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, CAMPINA_GR 612,73 164, 164, 164, 164, 164, 164, 164, 164, 164, SUAPE II 625,25 358, 358, 358, 358, 358, 358, 358, 358, 358, GLOBAL I 69,4 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 GLOBAL II 69,4 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 148,8 ALTOS 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 ARACATI 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 BATURITE 725,22 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 C.MAIOR 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 CAUCAIA 725,22 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 CRATO 725,22 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 IGUATU 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 JUAZEIRO N 725,22 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 MARAMBAIA 725,22 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 6,6 NAZARIA 725,22 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 PECEM 725,22 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 CAMACARI G 732,99 13, 13, 13, 13,, 19, 13, 13, 19, BAHIA_1 742,73 3,3 13,3 3,3 13,3 3,3 13,3, CAMACAR_MI 844,26, 22,,, 22, CAMACAR_PI 844,26, 21,,, 21, CAMACARI 915,17 PETROLINA 926,29 POTIGUAR_3 121,69,, 1, 13,, 1, 13, POTIGUAR 121,71,, 1, 1,, 1, 1, PAU FERRO 1132,73 TERMOMANAU 1132,73 TOTAL NE 348,8 348,8 348,8 3682, 3665, 3521,7 43,8 413,8 387,5, 2, 85, 43,8 415,8 3955,5 REGIÃO NORTE CVU INFLEXIBILIDADE ORDEM DE MÉRITO TOTAL MÉRITO e INFL. 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ITAQUI 119,8 36, 36, 36, 36, 36, 36, 36, 36, 36, MARANHAO V 152,8 337,6 337,6 89, 337,6 337,6 89, 337,6 337,6 89, MARANHAOIV 152,8 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 337,6 N.VENECIA2 16,61 168,8 28,4 168,8 28,4 168,8 28,4, APARECIDA 32,19 135, 135, 135,, 135, 135, 135, 135, 135, 135, MAUA B3 411,92 1, 1, 1,, 1, 1, 1, 1, 1, 1, MAUA B4 449,98 7, 7,,, 7, 7, 7, 7, 7, MAUA B5B 59,42 28, 28,,, 28, 28, 28, 28, 28, DISTRITO A 611,14 19, 19,,, 19, 19, 19, 19, 19, GERAMAR1 612,71, GERAMAR2 612,71 22,6 22,6 22,6,, MAUA B5A 616,42 28, 28, 28, 28, 28, 28, FLORES 1 618,81 2, 9,1 6,1 2, 9,1 6,1 DISTRITO B 622,6 1,1 1,1,, FLORES 3 631,82 FLORES 2 636,82 FLORES 4 639,79 IRANDUBA 654,56 CIDADE NOV 654,63 MAUA B6 657,5 MAUA B7 659,1 SAO JOSE 1 66,35 SAO JOSE 2 66,35 MAUA B1 844,72 APAR B1TG6 926,82 ELECTRON 1165,12 TOTAL NORTE 556,9 556,9 556,9 1399,9 1119,9 842,9 1956,8 1676,8 1399,8 49,1 154,1 151,1 25,9 183,9 155,9 13

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